DE60119555T2 - Determination of operating limits in an energy distribution network - Google Patents

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DE60119555T2
DE60119555T2 DE60119555T DE60119555T DE60119555T2 DE 60119555 T2 DE60119555 T2 DE 60119555T2 DE 60119555 T DE60119555 T DE 60119555T DE 60119555 T DE60119555 T DE 60119555T DE 60119555 T2 DE60119555 T2 DE 60119555T2
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Abstract

In a method, computer program and system for determining an operational limit of a power transmission line, time-stamped current phasor information and voltage phasor information for a first end and a second end of the line are determined, an ohmic resistance of the line is computed from the phasor information, and an average line temperature is computed from the ohmic resistance. This allows to determine the average line temperature without dedicated temperature sensors. The average line temperature represents the actual average temperature and is largely independent of assumptions regarding line parameters. <IMAGE>

Description

Technisches GebietTechnical area

Die Erfindung betrifft elektrische Energieübertragungsnetze auf großem Maßstab und insbesondere ein Verfahren, ein Computerprogramm und ein System zur Ermittlung einer Betriebsgrenze einer Energieübertragungsleitung gemäß dem Oberbegriff der unabhängigen Ansprüche.The The invention relates to large scale electrical energy transmission networks and in particular a method, a computer program and a system for determining an operating limit of a power transmission line according to the preamble of independent Claims.

Allgemeiner Stand der TechnikGeneral state of the technology

Elektrische Energieübertragungs- und -verteilungssysteme oder -netze umfassen Hochspannungs-Standleitungen zum Verbinden geografisch getrennter Regionen, Mittelspannungsleitungen und Transformatorstationen zum Transformieren von Spannungen und zum Umschalten von Verbindungen zwischen Leitungen. Energieerzeugung und Lastfluss in ein Netz mit mehreren Transformatorstationen werden durch ein Energieverwaltungssystem gesteuert. Zur Verwaltung des Netzes ist es erwünscht, einen Zustand des Netzes und insbesondere Lastflüsse und Stabilitätsreserven zu ermitteln. Messungen des durchschnittlichen Effektivwerts (RMS) von Spannungen, Strömen, aktiver und reaktiver Energie, die in das Netz strömt, und/oder Messungen von Spannungs- und Stromzeigern erfolgen an verschiedenen Stellen in dem Netz und werden durch Systeme der Transformatorstationsautomatisierung (SA) und durch ein System der Überwachungssteuerung und Datenbeschaffung (SCADA) gesammelt. In letzter Zeit sind Einrichtungen und Systeme zur Messung von Spannungs- und Stromzeigern an verschiedenen Stellen eines Netzes genau zur selben Zeit und zum Sammeln dieser in einem zentralen Datenprozessor verfügbar geworden. Überall aus dem Netz gesammelte Zeiger liefern zusammen einen Schnappschuss des elektrischen Zustands des Netzes.electrical power transmission and distribution systems or networks include high voltage dedicated lines for connecting geographically separated regions, medium voltage lines and transformer stations for transforming voltages and for switching connections between lines. power generation and load flow into a network with multiple transformer stations controlled by an energy management system. To manage the Net it is desired a state of the network and in particular load flows and stability reserves to investigate. Average RMS Measurements (RMS) of tensions, currents, active and reactive energy flowing into the network, and / or Measurements of voltage and current phasors take place at different levels Sites in the network and are powered by transformer station automation systems (SA) and by a system of monitoring control and Data Collection (SCADA). Lately facilities are and systems for measuring voltage and current phasors at various Make a network at exactly the same time and collect this become available in a central data processor. Everywhere out The pointers collected by the network together provide a snapshot the electrical condition of the network.

Um eine Leitung maximal auszunutzen, ist es erwünscht, die Menge übertragener Energie zu maximieren. Diese Menge wird durch mehrere Faktoren beschränkt, insbesondere eine thermische Grenze und eine elektrische Grenze. Diese Grenzen werden zur Zeit durch Annahmen über elektrische Parameter der Leitung und durch Berechnen eines maximalen Energieflusses berücksichtigt. Eine von Wetterbedingungen abhängende Temperatur der Leitung kann durch auf der Leitung verteilte Temperatursensoren gemessen werden. Solche Messungen repräsentieren jedoch nicht die gesamte Leitung. Aufgrund der Unzulänglichkeiten existierender Systeme werden Energieleitungen mit zu vorsichtigen Grenzen für die übertragene Energie betrieben.Around To maximize a line, it is desirable to transfer the amount To maximize energy. This amount is limited by several factors, in particular a thermal limit and an electrical limit. These limits are currently being passed by assumptions electrical parameters of the line and by calculating a maximum Energy flow considered. One dependent on weather conditions Temperature of the pipe can be controlled by temperature sensors distributed on the pipe be measured. However, such measurements do not represent the entire line. Due to the shortcomings of existing ones Systems will be power lines with too cautious limits for the transmitted Energy operated.

Die Zusammenfassung JP 09200949 zeigt eine Temperaturschätzung einer Übertragungsleitung, die durch Aufsummieren mehrerer Leitungstemperaturen erhalten wird, wobei jede ihrerseits auf einem Leitungsstrom, einer Lufttemperatur und einer Isolationsintensität basiert. Zusätzlich wird die Auswirkung von Wind und die Auswirkung einer Temperaturänderung auf den spezifischen Widerstand berücksichtigtThe abstract JP 09200949 Figure 11 shows a temperature estimate of a transmission line obtained by summing up a plurality of line temperatures, each in turn based on a line current, an air temperature, and an isolation intensity. In addition, the effect of wind and the effect of a temperature change on the resistivity are taken into account

Gemäß der Schrift EP 0795499 werden Parameter einer Übertragungsleitung zum Zwecke des Distanzschutzes, ohne die Leitung herunterfahren zu müssen, ermittelt. Zu diesem Zweck werden Spannungen und Ströme an zwei Punkten der Leitung gemessen, und im Fall eines unsymmetrischen Fehlers oder eines Schaltvorgangs in dem Netzwerk, der durch Fehlerdetektoren erkannt wird, wird eine komplexe Matrix ermittelt, woraus bestimmte Parameter der Leitung reduziert werden. Fehler und/oder Schaltvorgänge außerhalb des durch die zwei Punkte abgegrenzten Leitungsabschnitts werden untersucht und die Normalbetriebsbedingungen alleine eignen sich nicht für die vorgeschlagene Art von Analyse.According to the script EP 0795499 Parameters of a transmission line for the purpose of distance protection, without having to shut down the line, determined. For this purpose, voltages and currents are measured at two points of the line, and in the case of an unbalanced error or a switching operation in the network, which is detected by error detectors, a complex matrix is determined, from which certain parameters of the line are reduced. Errors and / or shifts outside the line segment delimited by the two points are examined and the normal operating conditions alone are not suitable for the type of analysis proposed.

Beschreibung der ErfindungDescription of the invention

Eine Aufgabe der Erfindung ist deshalb die Bereitstellung eines Verfahrens, eines Computerprogramms und eines Systems zur Ermittlung einer Betriebsgrenze einer Energieübertragungsleitung des zu Anfang erwähnten Typs, wodurch die Betriebsgrenze mit größerer Genauigkeit ermittelt und die Leitung näher an der tatsächlichen Betriebsgrenze betrieben werden kann.A The object of the invention is therefore to provide a method a computer program and a system for determining an operating limit a power transmission line of the one mentioned at the beginning Type, which determines the operating limit with greater accuracy and the line closer at the actual Operating limit can be operated.

Diese Aufgaben werden durch ein Verfahren, ein Computerprogramm und ein System zum Ermittlung einer Betriebsgrenze einer Energieübertragungsleitung gemäß den unabhängigen Ansprüchen gelöst.These Tasks are through a procedure, a computer program and a System for determining an operating limit of a power transmission line solved according to the independent claims.

Das erfindungsgemäße Verfahren zum Ermitteln einer Betriebsgrenze einer Energieübertragungsleitung umfasst die folgenden Schritte:

  • • Ermitteln mit einer Zeitmarkierung versehener Stromzeigerinformationen und Spannungszeigerinformationen für ein erstes Ende und ein zweites Ende der Leitung,
  • • Berechnen eines ohmschen Widerstands R der Leitung aus den Zeigerinformationen,
  • • Berechnen einer durchschnittlichen Leitungstemperatur aus dem ohmschen Widerstand R.
The method according to the invention for determining an operating limit of a power transmission line comprises the following steps:
  • Determining time stamped current pointer information and voltage pointer information for a first end and a second end of the line,
  • Calculating an ohmic resistance R of the line from the pointer information,
  • Calculating an average conduction temperature from the ohmic resistance R.

Dadurch kann die durchschnittliche Leitungstemperatur ohne eigene Temperatursensoren ermittelt werden. Die durchschnittliche Leitungstemperatur stellt die tatsächliche durchschnittliche Temperatur dar und ist zum großen Teil unabhängig von Annahmen bezüglich Leitungsparametern. Ein zusätzlicher Vorteil entsteht durch den Umstand, dass Zeigermessungen hochauflösende Zeitinformationen umfassen. Es ist deshalb auch möglich, eine viel bessere zeitliche Auflösung für die Temperaturschätzung als bei durch herkömmliche SCADA-Systeme verfügbaren Messungen zu erhalten. Diese bessere zeitliche Auflösung ermöglicht eine schnellere und bessere Qualitätskontrolle der Leitung und des Netzes.As a result, the average line temperature can be determined without its own temperature sensors. The average line temperature represents the actual average temperature and is largely independent of line parameter assumptions. An additional advantage arises from the fact that Pointer measurements include high-resolution time information. It is therefore also possible to obtain a much better temporal resolution for the temperature estimation than measurements available by conventional SCADA systems. This better temporal resolution allows faster and better quality control of the line and the network.

Das Computerprogramm zum Ermitteln einer Betriebsgrenze einer Energieübertragungsleitung gemäß der Erfindung ist in einen internen Speicher eines digitalen Computers ladbar und umfasst Computerprogrammcodemittel, die, wenn das Programm in den Computer geladen ist, den Computer veranlassen, das Verfahren gemäß der Erfindung auszuführen. Bei einer bevorzugten Ausführungsform der Erfindung umfasst ein Computerprogrammprodukt ein computerlesbares Medium, auf dem der Computerprogrammcode aufgezeichnet ist.The Computer program for determining an operating limit of a power transmission line according to the invention is loadable into an internal memory of a digital computer and includes computer program code means which, when the program is in the computer is loaded, cause the computer to proceed according to the invention perform. In a preferred embodiment According to the invention, a computer program product comprises a computer readable Medium on which the computer program code is recorded.

Das System zum Ermitteln einer Betriebsgrenze einer Energieübertragungsleitung gemäß der Erfindung umfasst eine Datenverarbeitungseinrichtung, die für Folgendes konfiguriert ist:

  • • Ermitteln mit einer Zeitmarkierung versehener Stromzeigerinformationen und Spannungszeigerinformationen für ein erstes Ende und ein zweites Ende der Leitung,
  • • Berechnen eines ohmschen Widerstands R der Leitung aus den Zeigerinformationen,
  • • Berechnen einer durchschnittlichen Leitungstemperatur T1 aus dem ohmschen widerstand R.
The system for determining an operating limit of a power transmission line according to the invention comprises a data processing device configured for:
  • Determining time stamped current pointer information and voltage pointer information for a first end and a second end of the line,
  • Calculating an ohmic resistance R of the line from the pointer information,
  • Calculating an average conduction temperature T 1 from the ohmic resistance R.

Weitere bevorzugte Ausführungsformen gehen aus den abhängigen Patentansprüchen hervor.Further preferred embodiments go out of the dependent claims out.

Kurze Beschreibung der ZeichnungShort description of drawing

Der Gegenstand der Erfindung wird ausführlicher in dem folgenden Text mit Bezug auf die beigefügte Zeichnung 1 erläutert, die eine Ersatzschaltung für eine Übertragungsleitung zeigt.The object of the invention will become more fully understood in the following text with reference to the accompanying drawings 1 which shows an equivalent circuit for a transmission line.

Ausführliche Beschreibung bevorzugter AusführungsformenDetailed description more preferred embodiments

1 zeigt eine Ersatzschaltung für eine Übertragungsleitung. Die Schaltung ist eine Standard-π-Äquivalenzschaltung für eine Übertragungsleitung oder ein Leitungssegment, die bzw. das einen ersten Knoten n1 des Netzwerks mit einem zweiten Knoten n2 verbindet. Eine komplexe Variable, die einen Spannungszeiger v1 repräsentiert, entspricht der Spannung an dem ersten Knoten n1, d. h. an einem ersten Ende der Leitung, und eine komplexe Variable, die einen Stromzeiger i1 repräsentiert, entspricht dem von dem ersten Ende aus in die Leitung fließenden Strom. Analog dazu sind ein Spannungszeiger v2 und ein Stromzeiger i2 mit dem zweiten Ende der Leitung assoziiert. Die Leitung wird durch elektrische Leitungsparameter repräsentiert, d. h. eine Leitungsimpedanz R + jXL und Nebenadmittanzen jXC. Ein Energiefluss s in dem zweiten Knoten n2 umfasst einen Realteil p und einen Imaginärteil jq. 1 shows an equivalent circuit for a transmission line. The circuit is a standard π-equivalent circuit for a transmission line or a line segment that connects a first node n1 of the network to a second node n2. A complex variable representing a voltage vector v 1 corresponds to the voltage at the first node n 1 , ie at a first end of the line, and a complex variable representing a current vector i 1 corresponds to that from the first end into the line flowing electricity. Analogously, a voltage vector v 2 and a current vector i 2 are associated with the second end of the line. The line is represented by electrical line parameters, ie a line impedance R + jX L and subaddresses jX C. An energy flow s in the second node n2 comprises a real part p and an imaginary part jq.

Zeigerdaten werden mit einer Zeigermesseinheit (PMU) ermittelt, die zum Beispiel an einem Zubringer auf der Feldebene von Transformatorstationen oder an Verzweigungspunkten entlang Übertragungsleitungen angeordnet ist. Ein Spannungszeiger repräsentiert zum Beispiel eine Spannung des Zubringers oder der Leitung, während ein Stromzeiger durch den Zubringer oder die Leitung fließenden Strom repräsentiert. Man kann auch die elektrische Leistung mit einem Zeiger repräsentieren.pointer data are determined with a Pointer Measuring Unit (PMU), for example at a feeder at the field level of transformer stations or arranged at branch points along transmission lines is. A voltage vector represents for example, a voltage of the feeder or the line while a Current indicator by the feeder or the line flowing electricity represents. One can also represent the electrical power with a pointer.

Die Zeigerdaten repräsentieren einen Zeiger und können eine Polarzahl sein, deren Absolutwert entweder dem reellen Betrag oder dem RMS-Wert einer Größe entspricht, und das Phasenargument dem Phasenwinkel zur Zeit 0. Als Alternative kann der Zeiger eine komplexe Zahl mit Real- und Imaginärteil sein oder der Zeiger kann kartesische oder Exponentialnotation benutzen. Im Gegensatz dazu messen in Energienetzen verwendete herkömmliche Messeinrichtungen im Allgemeinen nur skalare durchschnittliche Repräsentationen, wie zum Beispiel den RWS-Wert einer Spannung, eines Stroms usw.The Represent pointer data a pointer and can be a polar number whose absolute value is either the real amount or the RMS value is one size, and the phase argument the phase angle at time 0. As an alternative The pointer can be a complex number with real and imaginary parts or the pointer can use Cartesian or exponential notation. In contrast, conventional energy networks used measure Measuring devices generally only scalar average representations, such as the RWS value of a voltage, a current, etc.

Die Zeigerdaten werden aus Zeigermesseinheiten gesammelt, die über ein großes geografisches Gebiet, d. h. über zehntausende Kilometer, verteilt sind. Da die Zeigerdaten aus diesen getrennten Quellen zusammen analysiert werden, müssen sie sich auf eine gemeinsame Phasenreferenz beziehen. Die verschiedenen Zeigermesseinheiten müssen deshalb lokale Takte aufweisen, die innerhalb einer gegebenen Genauigkeit miteinander synchronisiert sind. Eine solche Synchronisation der Zeigermesseinheiten wird vorzugsweise mit einem bekannten Zeitverteilungssystem, zum Beispiel dem globalen Positionsbestimmungssystem (GPS), erzielt. Bei einer typischen Implementierung werden die Zeigerdaten 9 mindestens alle 200 oder alle 100 oder vorzugsweise alle 40 Millisekunden mit einer zeitlichen Auflösung von vorzugsweise weniger als 1 Millisekunde ermittelt. Bei einer bevorzugten Ausführungsform der Erfindung beträgt die zeitliche Auflösung weniger als 10 Mikrosekunden, was einem Phasenfehler von 0,2 Grad entspricht. Jede Messung ist mit einer aus dem synchronisierten lokalen Takt abgeleiteten Zeitmarkierung assoziiert. Die Zeigerdaten umfassen deshalb Zeitmarkierungsdaten.The Pointer data is collected from Pointer metering units that have a great geographical area, d. H. above tens of thousands of kilometers, are distributed. Since the pointer data from these separated sources are analyzed together, they must be based on a common Refer to phase reference. The different pointer metering units must therefore have local clocks that are within a given accuracy synchronized with each other. Such a synchronization of Pointer meter units are preferably provided with a known time distribution system, for example, the Global Positioning System (GPS). In a typical implementation, the pointer data 9 will be at least every 200 or every 100 or preferably every 40 milliseconds a temporal resolution preferably less than 1 millisecond. At a preferred embodiment of the invention the temporal resolution less than 10 microseconds, giving a phase error of 0.2 degrees equivalent. Each measurement is synchronized with one from the associated with local clock derived time mark. The pointer data therefore include timestamp data.

Bei einer anderen bevorzugten Ausführungsform der Erfindung werden mit einem Knoten oder einer Leitung assoziierte Zeigerinformationen, wie zum Beispiel ein Spannungszeiger und ein Stromzeiger, nicht an dem besagten Knoten oder der besagten Leitung gemessen, sondern werden aus Zeigermessungen deduziert, die an einem Ort erfolgen, der von den Knoten oder der Leitung abgesetzt ist. Wenn zum Beispiel mit Bezug auf 1 die elektrischen Leitungspaarmeter bekannt sind und v1 und i1 an dem ersten Knoten n1 mit einer PMU gemessen werden, kann v2 und i2 an dem zweiten Knoten n2 berechnet werden. Im Kontext der vorliegende Erfindung ist dies nur dann sinnvoll, wenn die Leitung, deren elektrische Parameter als bekannt angenommen und zur Berechnung von Zeigern an einem von der PMU abgesetzten Ort verwendet werden, nicht mit der Leitung identisch ist, deren elektrische Parameter und/oder Temperatur geschätzt werden muss.In another preferred embodiment of the invention, pointer information associated with a node or line, such as a voltage vector and a current vector, are not measured at said node or said line but are read from pointers deduced at a location remote from the nodes or the line. If, for example, with reference to 1 the electrical line pair meters are known and v 1 and i 1 are measured at the first node n 1 with a PMU, v 2 and i 2 at the second node n 2 can be calculated. In the context of the present invention, this is only meaningful if the line whose electrical parameters are assumed to be known and used to calculate pointers at a location remote from the PMU is not identical to the line, their electrical parameters and / or temperature must be estimated.

Gemäß der Erfindung wird die Temperatur der Leitung auf die folgende Weise ermittelt: die elektrischen Parameter oder zumindest der ohmsche Widerstand R der Leitung, d. h. der Realteil R der Leitungsimpedanz Z = R + jXL, werden aus gemessenen oder berechneten Zeigerinformationen ermittelt, die einen Teil oder alle der Spannungs- und Stromzeiger an den beiden Enden der Leitung repräsentieren.According to the invention, the temperature of the line is determined in the following manner: the electrical parameters or at least the resistance R of the line, ie the real part R of the line impedance Z = R + jX L , are determined from measured or calculated pointer information which is a part or all of the voltage and current phasors at the two ends of the line.

Bei einer ersten bevorzugten Variante der Erfindung wird angenommen, dass die Nebenkapazität jXC während des Betriebes der Energieleitung im wesentlichen konstant bleibt und aus anderen Messungen, Entwurfsparametern oder Berechnungen bekannt ist. Dies ist eine gültige Annahme, da Änderungen der Nebenkapazität jXC im Vergleich zu dem ohmschen Widerstand R relativ klein sind. Dann ist es notwendig, nur die zwei Spannungszeiger v1 und v2 an jedem Ende der Leitung und einem der Stromzeiger i1 oder i2 zu ermitteln. Man nehme an, dass i1 gemessen wird. Dann beträgt die Impedanz Z

Figure 00080001
und der gewünschte ohmsche Widerstand R ist der Realteil von Z.In a first preferred embodiment of the invention, it is assumed that the sub-capacitance jX C remains substantially constant during operation of the power line and is known from other measurements, design parameters or calculations. This is a valid assumption since changes in the sub-capacitance jX C are relatively small compared to the ohmic resistance R. Then it is necessary to determine only the two voltage phasors v 1 and v 2 at each end of the line and one of the current phasors i 1 or i 2 . Assume that i 1 is measured. Then the impedance Z is
Figure 00080001
and the desired ohmic resistance R is the real part of Z.

Bei einer zweiten bevorzugten Variante der Erfindung wird nicht über die Nebenimpedanzen angenommen und die beiden Spannungszeiger v1 und v2 und die beiden Stromzeiger i1 oder i2 werden aus Messungen gemessen oder ermittelt. Die Ermittlung der tatsächlichen elektrischen Leitungsparameter R, XL, XC aus diesen Messungen ist Allgemeinwissen. Da resultierende Gleichungen für die elektrischen Leitungsparameter nicht linear sind, werden zur Ermittlung von tatsächlichen Parametern numerische Verfahren verwendet, wie zum Beispiel Newton-Raphson-Approximation. Die resultierenden Lei tungsparameter sind insofern tatsächliche Werte, als sie online ermittelt werden und den tatsächlichen Zustand der Energieleitung repräsentieren, im Gegensatz zu Durchschnittswerten, die über alle Jahreszeiten und Umgebungsbedingungen hinweg als konstant angenommen werden.In a second preferred variant of the invention, it is not assumed via the secondary impedances and the two voltage vectors v 1 and v 2 and the two current vectors i 1 or i 2 are measured or determined from measurements. The determination of the actual electrical line parameters R, X L , X C from these measurements is common knowledge. Since resulting equations for the electrical line parameters are not linear, numerical methods are used to determine actual parameters, such as Newton-Raphson approximation. The resulting line parameters are actual values insofar as they are determined online and represent the actual state of the power line, as opposed to averages that are assumed to be constant over all seasons and environmental conditions.

Die durchschnittliche Leitungstemperatur T1 wird durch Modellieren einer Beziehung zwischen Temperatur und Widerstand als linear aus dem ohmschen Widerstand R berechnet, d. h. R = R2 + α(T1 – T2)oder als quadratische Gleichung, d. h. R = R2 + α(T1 – T2) + β(T1 – T2)2 wobei R2 und T2 bekannte Referenzwiderstands- und Temperaturwerte sind, die von dem Aufbau der Leitung abhängen, und α und β Materialkonstanten für die Leitungskabel sind. Die lineare Beziehung ist für übliche Leitermaterialien wie etwa Kupfer oder Aluminium typisch. Beispielsweise sind die Parameterwerte dergestalt, dass sich für eine Leitungstemperaturänderung von ΔT = 30°C der Widerstand um etwa ΔR = 12% ändert. Die Gleichung für die gewählte Beziehung wird nach T1 aufgelöst, wodurch man die gewünschte durchschnittliche Leitungstemperatur erhält.The average conduction temperature T 1 is calculated by modeling a relationship between temperature and resistance as linear from the ohmic resistance R, ie R = R 2 + α (T. 1 - T 2 ) or as a quadratic equation, ie R = R 2 + α (T. 1 - T 2 ) + β (T. 1 - T 2 ) 2 where R 2 and T 2 are known reference resistance and temperature values, which depend on the structure of the line, and α and β are material constants for the line cables. The linear relationship is typical of common conductor materials such as copper or aluminum. For example, the parameter values are such that for a line temperature change of ΔT = 30 ° C, the resistance changes by about ΔR = 12%. The equation for the chosen relationship is resolved to T 1 , yielding the desired average conduction temperature.

Da die Temperatur der Leitung abhängig von der Position entlang der Leitung von der durchschnittlichen Leitungstemperatur T1 verschieden sein kann, wird bei einer bevorzugten Variante der Erfindung der Energiefluss durch die Leitung so geregelt, dass eine vorbestimmte maximale durchschnittliche Leitungstemperatur Tmax nicht überschritten wird. Ein solches Regel- oder Steuerschema wird mit einem beliebigen weithin bekannten Steuerverfahren implementiert, wie zum Beispiel PID-Regelung, nichtlineare Regelung, modellprädiktive Regelung usw.Since the temperature of the line may differ from the average line temperature T 1, depending on the position along the line, in a preferred variant of the invention the flow of energy through the line is controlled such that a predetermined maximum average line temperature T max is not exceeded. Such a control scheme is implemented by any well known control method, such as PID control, nonlinear control, model predictive control, etc.

Bei einer weiteren bevorzugten Variante der Erfindung wird aus den Zeigerinformationen v1, v2, i1, i2 eine Grenze für die durch die Leitung abgelieferte Energie berechnet. Dies geschieht durch Auflösen der wohlbekannten Lastflussgleichung

Figure 00100001
wobei v2 * die komplexe Konjugierte von v2 ist: Wenn man annimmt, dass v1 konstant ist und durch eine Energiequelle oder einen Generator an dem ersten Knoten n1 gegeben wird, und dass die verbrauchte Energie s entsprechend einer Last an dem zweiten Knoten n2 variiert wird, gibt es entweder zwei, eine oder keine Lösungen der Lastflussgleichung für v2. Bei einer zunehmenden Last entspricht die Energie, bei der es keine Lösung mehr gibt, einer maximalen Last smax. Dies ist die maximale Energiemenge, die durch die Leitung an den zweiten Knoten n2 abgeliefert werden kann, bevor die Leitung instabil wird und die Spannung v2 zusammenbricht. Da der ohmsche Widerstand R eine wichtige Rolle in der Lastschlussgleichung spielt, hängt die maximale Last smax von tatsächlichen Leitungsbedingungen ab, insbesondere von der Leitungstemperatur. Die Ermittlung der maximalen Last smax gemäß der Erfindung ergibt einen tatsächlichen Maximalwert, der einen weniger vorsichtigen Ansatz erlaubt als wenn eine maximale Last gegeben ist und über vielfältige Betriebsbedingungen konstant bleibt.In a further preferred variant of the invention, a limit for the energy delivered by the line is calculated from the pointer information v 1 , v 2 , i 1 , i 2 . This is done by resolving the well-known load flow equation
Figure 00100001
where v 2 * is the complex conjugate of v 2 : Assuming that v 1 is constant and given by a power source or generator at the first node n 1 , and that the consumed energy s is corresponding to a load on the second node n 2 there are either two, one, or no solutions of the load flow equation for v 2 . At an increasing load, the energy at which there is no solution corresponds to a maximum load s max . This is the maximum amount of energy that can be delivered through the conduit to the second node n2 before the line becomes unstable and the voltage v2 collapses. Since the ohmic resistance R plays an important role in the load equation, the maximum load s max depends on tat neuter line conditions, in particular from the line temperature. The determination of the maximum load s max according to the invention gives an actual maximum value, which allows a less cautious approach than if a maximum load is given and remains constant over a variety of operating conditions.

Abhängig von Impedanzeigenschaften der Last wird der Energiefluss maximiert, indem der Energiefluss vergrößert wird, bis die maximale Last smax erreicht ist. Bei einer bevorzugten Ausführungsform der Erfindung wird die Energie so geregelt, dass sie nur solange zunimmt, bis eine gegebene Sicherheitsdistanz von der maximalen Last smax erreicht ist. In beiden Fällen werden gemäß Bedienerpräferenzen die Last und die maximale Last entweder als komplexe Variable betrachtet oder es werden nur die Realteile betrachtet.Depending on the impedance characteristics of the load, the energy flow is maximized by increasing the energy flow until the maximum load s max is reached. In a preferred embodiment of the invention, the energy is controlled so that it increases only until a given safety distance of the maximum load s max is reached. In both cases, according to operator preferences, the load and the maximum load are either considered as complex variables or only the real parts are considered.

Wenn die Last eine feste p/q-Beziehung aufweist, werden die aktive Leistung p und die reaktive Leistung q, die an die Last abgeliefert werden, zusammen vergrößert. Wenn die reaktive Leistung q der Last konstant ist, wird die aktive Leistung p alleine vergrößert. Beispielsweise führt eine Änderung des Leitungswiderstands ΔR von 10% zu einer Belastbarkeitsänderung von Δsmax = 6,5% bei einer typischen 400 kV-Leitung. Bei der herkömmlichen Offline-Worst-Case-Analyse muss die Untergrenze betrachtet werden, da R offensichtlich fest ist. Mit dem Online-Ansatz kann die Belastbarkeit anhängig von tatsächlichen Umgebungsbedingungen um bis zu den berechneten Wert vergrößert werden.When the load has a fixed p / q relationship, the active power p and the reactive power q delivered to the load are increased together. When the reactive power q of the load is constant, the active power p alone is increased. For example, a change in the line resistance ΔR of 10% results in a load change of Δs max = 6.5% for a typical 400 kV line. In the conventional offline worst-case analysis, the lower bound must be considered, since R is obviously fixed. With the online approach, the load capacity can be increased by up to the calculated value, depending on the actual environmental conditions.

Bei einem System gemäß der Erfindung umfasst das System Mittel zur Ermittlung von Zeigerinformationen, die dafür konfiguriert sind, mit einer Zeitmarkierung versehene gemessene Zeigerdaten von mindestens zwei über das gesamte Netzwerk verteilten PMUs zu empfangen, und wahlweise Mittel zum Berechnen von Zeigerinformationen für mindestens einen Knoten aus anderen Knoten entsprechenden gemessenen Zeigerdaten. Das System umfasst ferner Mittel zum Berechnen eines ohmschen Widerstands R der Übertragungsleitung aus den gemessenen und/oder berechneten Zeigerinformationen und zum Berechnen einer durchschnittlichen Leitungstemperatur T1 aus dem ohmschen Widerstand R.In a system according to the invention, the system comprises means for obtaining pointer information configured to receive time stamped measured pointer data from at least two PMUs distributed throughout the network, and optionally means for calculating pointer information for at least one node other node corresponding measured pointer data. The system further comprises means for calculating an ohmic resistance R of the transmission line from the measured and / or calculated pointer information and for calculating an average line temperature T 1 from the ohmic resistance R.

Claims (9)

Verfahren zum Ermitteln einer Betriebsgrenze einer Energieübertragungsleitung, umfassend die Schritte des • Ermittelns mit einer Zeitmarkierung versehener Stromzeigerinformationen und Spannungszeigerinformationen für ein erstes Ende und ein zweites Ende der Leitung, • Berechnens eines ohmschen Widerstands R der Leitung aus den Zeigerinformationen, • Berechnens einer durchschnittlichen Leitungstemperatur T1 aus dem ohmschen Widerstand R.A method for determining an operating limit of a power transmission line, comprising the steps of: • determining time stamped current pointer information and voltage pointer information for a first end and a second end of the line, • calculating an ohmic resistance R of the line from the pointer information, • calculating an average conduction temperature T 1 from the ohmic resistance R. Verfahren nach Anspruch 1, umfassend den Schritt des Steuerns eines Energieflusses durch die Leitung in der Weise, dass die durchschnittliche Leitungstemperatur T1 eine gegebene maximale durchschnittliche Leitungstemperatur Tmax nicht überschreitet.The method of claim 1, including the step of controlling an energy flow through the conduit such that the average conduit temperature T 1 does not exceed a given maximum average conduit temperature T max . Verfahren nach Anspruch 1, umfassend die Schritte des Berechnens tatsächlicher elektrischer Parameter (R, XL, XC) der Leitung und des Berechnens einer maximalen Last smax, die von der Leitung lieferbar ist, aus den tatsächlichen elektrischen Leitungsparametern.The method of claim 1 including the steps of calculating actual electrical parameters (R, X L , X C ) of the line and calculating a maximum load s max that is available from the line from the actual electrical line parameters. Verfahren nach Anspruch 3, umfassend den Schritt des Steuerns eines Energieflusses durch die Leitung in der Weise, dass eine tatsächliche Leistung s, die von der Leitung geliefert wird, die maximale Last smax nicht überschreitet.The method of claim 3, including the step of controlling a flow of energy through the conduit such that an actual power s provided by the conduit does not exceed the maximum load s max . Verfahren nach Anspruch 4, wobei der Schritt des Steuerns eines Energieflusses durch die Leitung sicherstellt, dass die durchschnittliche Leitungstemperatur T1 eine gegebene maximale durchschnittliche Leitungstemperatur Tmax nicht überschreitet.The method of claim 4, wherein the step of controlling an energy flow through the conduit ensures that the average conduit temperature T 1 does not exceed a given maximum average conduit temperature T max . Computerprogramm zum Ermitteln einer Betriebsgrenze einer Energieübertragungsleitung, das in den internen Speicher eines digitalen Computers geladen werden kann und welches Computerprogrammcodemittel umfasst, die, wenn das Programm in den Computer geladen ist, den Computer veranlassen, eine Prozedur zum Verarbeiten mit einer Zeitmarkierung versehener Stromzeiger- und Spannungszeigerinformation für ein erstes Ende und ein zweites Ende der Leitung auszuführen, dadurch gekennzeichnet, dass das Programm konfiguriert ist, • einen ohmschen Widerstand R der Leitung aus den Zeigerinformationen zu berechnen, • eine durchschnittliche Leitungstemperatur T1 aus dem ohmschen Widerstand R zu errechnen.A computer program for determining an operating boundary of a power transmission line that can be loaded into the internal memory of a digital computer and comprising computer program code means that, when the program is loaded into the computer, cause the computer to perform a time stamped stream pointer processing procedure Perform voltage pointer information for a first end and a second end of the line, characterized in that the program is configured to • calculate an ohmic resistance R of the line from the pointer information, • to calculate an average line temperature T 1 from the ohmic resistance R. System zum Ermitteln einer Betriebsgrenze einer Energieübertragungsleitung aus mit einer Zeitmarkierung versehenen Stromzeiger- und Spannungszeigerinformationen für ein erstes Ende und ein zweites Ende der Leitung, dadurch gekennzeichnet, dass das System ein Datenverarbeitungsgerät umfasst sowie Mittel zum • Berechnen eines ohmschen Widerstands R der Leitung aus den Zeigerinformationen, und • Berechnen einer durchschnittlichen Leitungstemperatur T1 aus dem ohmschen Widerstand R.System for determining an operating limit of a power transmission line from timed current and voltage pointer information for a first end and a second end of the line, characterized in that the system comprises a data processing device and means for • calculating an ohmic resistance R of the line from the pointer information , and • calculating an average conduction temperature T 1 from the ohmic resistance R. System nach Anspruch 7, umfassend Mittel für das Steuern eines Energieflusses durch die Leitung in der Weise, dass die durchschnittliche Leitungstemperatur T1 eine gegebene maximale durchschnittliche Leitungstemperatur Tmax nicht überschreitet.A system according to claim 7, comprising means for controlling a flow of energy through the conduit in such a way that the average line temperature T 1 does not exceed a given maximum average line temperature T max . System nach Anspruch 7, umfassend Mittel für das Berechnen tatsächlicher elektrischer Parameter (R, XL, XC) der Leitung und Mittel für das Berechnen einer maximalen Last smax, die von der Leitung lieferbar ist, aus den tatsächlichen elektrischen Leitungsparametern.A system according to claim 7, comprising means for calculating actual electrical parameters (R, X L , X C ) of the line and means for calculating a maximum load s max , which is available from the line, from the actual electrical line parameters.
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